I1- Avaliação de Alternativas Tecnológicas para Geração de

Avaliação de alternativas tecnológicas
para geração de energia elétrica no
sistema isolado
Alex Artigiani Neves Lima1
Cláudio Monteiro de Carvalho2
Eduardo Luis de Paula Borges3
Israel Wallysson Freitas da Silva4
Marcello Soares Rocha5
Thales Terrola e Lopes6
Thais Monteiro de Farias7
Resumo: Este artigo apresenta estudos e projetos de soluções tecnológicas inovadoras
baseadas no emprego de fontes renováveis de energia (FRE), para o atendimento de
comunidades não eletrificadas, localizadas no Sistema Isolado brasileiro, cujo
atendimento não se deve dar por extensão das redes de distribuição convencionais, por
questões técnicas, econômicas e ambientais. São apresentados estudos de
aproveitamento do potencial energético dos rios locais através da utilização de turbinas
hidrocinéticas e estudos para utilização da energia solar fotovoltaica, seja em projetos
de hibridização ou de Centros Comunitários de Produção. O projeto de hibridização
apresenta um estudo técnico e econômico deste tipo de tecnologia, mostrando a sua
viabilidade na complementaridade da geração térmica tradicionalmente utilizada nos
Sistemas Isolados. Os Centros Comunitários de Produção, em complemento a
eletrificação rural, agem como vetor de desenvolvimento local, e no âmbito técnico
representam um desafio tecnológico em virtudes das características peculiares das
cargas que devem ser supridas nestes Centros.
Palavras-chaves: Sistemas Isolados, comunidades remotas, turbinas hidrocinéticas,
geração solar fotovoltaica, hibridização, Centros Comunitários de Produção.
1 - Alex Artigiani Neves Lima, Eng. Eletricista - ELETROBRAS S.A. [email protected]
[email protected], (21) 2514-5050
2 - Cláudio Monteiro de Carvalho, Eng. Civil - ELETROBRAS S.A. [email protected]
[email protected], (21) 2514-5050
3 - Eduardo Luis de Paula Borges, Eng. Eletricista - ELETROBRAS S.A. [email protected]
[email protected], (21) 2514-5050
4 - Israel Wallysson Freitas da Silva, Eng. Eletricista - ELETROBRAS S.A. [email protected]
[email protected], (21) 2514-5050
5 - Marcello Soares Rocha, Msc. em Eng. Elétrica - ELETROBRAS S.A. [email protected]
[email protected], (21) 2514-5050
6 - Thales Terrola e Lopes, Dsc. em Eng. Elétrica - ELETROBRAS S.A. [email protected],
[email protected] (21) 2514-5050
7- Thais Monteiro de Farias, Estudante de Eng. Elétrica - ELETROBRAS S.A. [email protected]
[email protected], (21) 2514-5050
1
1.Introdução
Os Sistemas Isolados são responsáveis pelo fornecimento de energia elétrica aos
consumidores localizados nos Estados do Acre, Amazonas, Pará, Rondônia, Roraima,
Amapá e Mato Grosso, além da ilha de Fernando de Noronha. Esse atendimento é
realizado com predomínio da geração térmica, a base de óleo diesel e óleo combustível,
caracterizados pelo elevado número de pequenas unidades geradoras e pelas grandes
dificuldades de logística de abastecimento (Eletrobras, 2014). A demanda típica
atendida por esses sistemas varia de 100 kW a 120 MW e o custo de geração chega a
valores entre 1.000 R$/MWh e 2.000 R$/MWh.
Atualmente os principais centros de consumo do Sistema Isolado se encontram em
processo de integração ao Sistema Interligado Nacional (SIN), principalmente os
sistemas que atendem às capitais dos Estados, mas a grande maioria das localidades e
municípios não apresenta previsão no curto e médio prazo de integração ao SIN.
Dentro dos Estados dos Sistemas Isolados existem inúmeras comunidades
caracterizadas por baixa densidade populacional e grande dispersão, com restrições ao
uso de fontes de energia convencionais, com infra-estrutura deficiente, baixo nível de
atividade econômica, elevada distância dos mercados consumidores e com grandes
dificuldades de acesso. Estes agrupamentos populacionais são tecnicamente
denominados de comunidades remotas.
O problema de disponibilização da energia elétrica para os Sistemas Isolados e
principalmente para as comunidades remotas mostra-se como um ponto crítico na
implantação de infra-estrutura no país. O investimento em geração de eletricidade nas
capitais e em outras cidades do Sistema Isolado tem sido feito a partir da ampliação do
parque de geração térmica, seja a base de óleo diesel ou óleo combustível, enquanto o
investimento nas comunidades remotas é sempre postergado, visto a ausência de
atratividade econômica e dificuldade no estabelecimento de um modelo de gestão
apropriado. Assim, hoje a única alternativa para a geração de eletricidade nas
comunidades remotas é o atendimento com energia térmica a diesel ou óleo
combustível, sendo que os mesmos são adquiridos com os recursos próprios da
comunidade, que só usufruem da eletricidade por períodos curtos do dia, além de
ficarem sempre sujeitos a indisponibilidade do mesmo.
A geração térmica a diesel, tradicionalmente utilizada nos Sistemas Isolados, cada
vez mais se torna impraticável, principalmente devido aos elevados custos que os
combustíveis, óleo lubrificante e seus respectivos transportes aos diferentes locais de
consumo, alcançaram no Brasil nos últimos anos. Dentro deste contexto adverso
vivenciado nos Sistemas Isolados, cada vez mais se torna fundamental a realização de
estudos e o desenvolvimento de soluções tecnológicas que busquem trazer alternativas à
geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados e nas comunidades remotas. Devemse buscar soluções para a geração de eletricidade nos Sistemas Isolados utilizando os
enormes recursos naturais disponíveis na própria região, como os abundantes recursos
solares e hídricos. Deve-se ainda enfatizar que a viabilidade de projetos de geração de
eletricidade nos Sistemas Isolados e principalmente nas comunidades remotas, deve ser
2
vista considerando-se parâmetros mais amplos, objetivando a promoção do
desenvolvimento sustentável local.
Uma vez que as fontes renováveis de energia (FRE) mostram-se como uma solução
possível para o atendimento das comunidades remotas e do Sistema Isolado como um
todo, a equipe da Divisão de Estudos e Projetos Setoriais da Eletrobras elaborou estudos
e projetos que avaliassem a viabilidade da geração de energia elétrica a partir de FRE,
com destaque para as tecnologias baseadas na geração solar fotovoltaica, com ênfase na
hibridização de sistemas de geração térmica, e na geração hidráulica a partir de turbinas
hidrocinéticas. Ainda nesse âmbito, e no sentido de prover soluções para as
comunidades remotas da região Norte, projetos sociais de Centros Comunitários de
Produção (CCP) foram avaliados, visando promover o uso produtivo e eficiente da
eletricidade gerada a partir de FRE.
Todos os estudos e projetos descritos neste artigo foram resultados de trabalhos
realizados no âmbito do Projeto de Cooperação Técnica Internacional entre a Eletrobras
e o Instituto Interamericano de Cooperação para a Agricultura (IICA), sendo os
seguintes relatórios internos da Eletrobras utilizados como insumo para a redação deste
artigo: (Alvarenga, 2013), (Klaus, 2014), (Martins, 2013), (Souza, 2014a), (Souza,
2014b).
2.Aplicação da tecnologia solar fotovoltaica para
hibridização em sistemas isolados
A introdução de geração fotovoltaica em um Sistema Isolado atendido por geração
térmica, como os sistemas isolados da região norte do Brasil, transformando-os em
sistemas híbridos fotovoltaicos – Diesel, poderia resultar na substituição de parcela
significativa do consumo de combustível pela energia solar, contribuindo para a redução
das emissões de gases poluentes. Além disso, uma análise preliminar indica viabilidade
econômica da hibridização com sistemas fotovoltaicos o que poderia proporcionar uma
economia anual significativa na geração térmica a diesel ou óleo combustível na região
norte do Brasil.
2.1 DIMENSIONAMENTO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO
Primeiramente, avaliou-se a variabilidade do recurso solar, considerando as diversas
localidades atendidas por geração térmica no Acre e no Amazonas, a fim de se verificar
a produção de energia nestes estados. Os resultados mostram que a irradiação solar
global incidente no plano inclinado não apresenta variação significativa nestes dois
Estados.
Realizou-se, então, um estudo sobre hibridização de sistemas térmicos baseando-se
nos dados de demanda de duas localidades dos Estados do Acre e Amazonas, com
cargas de 26,02 MW e 0,4 MW, atendidas por 15 unidades geradoras de 1.82 MVA
(sendo que 3 geradores operam como reserva fria) e 5 unidades geradoras de 125kVA,
respectivamente. De acordo com os dados de demanda desses dois locais e da geração
térmica, foi possível dimensionar um sistema híbrido fotovoltaico-diesel equivalente
para cada local.
3
Para a primeira localidade foi dimensionada uma usina fotovoltaica sem
armazenamento, com potência instalada de 18,14 MWp, enquanto que para a segunda
localidade foi dimensionado um sistema de 0,204 MWp.
No estudo, a usina fotovoltaica atuaria como uma carga negativa sobre a carga a ser
atendida pela central termelétrica, ou seja, a carga líquida a ser enxergada pela usina
termelétrica seria a carga da cidade subtraída da geração da usina fotovoltaica.
O modelo considerou os dados de produção de energia de um sistema fotovoltaico.
Realizou-se uma simulação no software PVsyst (http://www.pvsyst.com/en/), obtendose séries temporais da energia produzida, com resolução horária, para ambas as
localidades. Foram criadas também séries temporais para o consumo de energia,
considerando o fator de carga de cada local e o mercado a atender. O perfil da curva de
carga foi considerado a partir do perfil de uma localidade típica atendida por um
Sistema Isolado.
Durante o dia, quando há geração fotovoltaica, somente seriam mantidos em
funcionamento um número mínimo de geradores diesel para atender uma reserva
mínima e a parcela da demanda não coberta pelo sistema fotovoltaico. Quando a
geração solar for suficiente, esses geradores diesel operariam em carga mínima. Se a
geração solar for maior do que a demanda, retirar-se-ia ainda o mínimo operacional dos
geradores diesel, passando a geração solar a ser limitada, e não a potência do gerador
diesel. A Figura 1 demonstra o perfil de produção e o atendimento da demanda local em
dias de produção fotovoltaica mínima e máxima.
Figura 1: Suprimento da demanda em um dia de produção de energia FV, mínima e máxima.
Por fim, o sistema híbrido foi projetado de forma que a parcela de energia
fotovoltaica não aproveitada durante o ano não ultrapassasse 10% do total gerado. Esse
planejamento, combinado ao controle da geração solar, permitiria que o fornecimento
de energia com a cogeração ocorra sem transtornos.
Foi possível fazer uma análise do consumo de combustível para as duas localidades,
para ambas as alternativas: sem e com cogeração solar. Os resultados obtidos no estudo
demonstraram redução no consumo de combustível, sendo que, para os dois casos, este
fica próximo da participação da planta fotovoltaica na co-geração de energia. No
sistema híbrido projetado com a introdução de um sistema fotovoltaico de potência
instalada de 18,14 MWp, seria possível se chegar a uma economia em torno de 18% no
uso do combustível. A Tabela 1 traz as características e os dados mais relevantes do
sistema híbrido para ambas as localidades.
4
Tabela 1: Resumo da configuração do sistema híbrido.
Localidade 1
Localidade 2
Carga máxima da cidade
23.018 kW
411 kW
Carga mínima da cidade
9417 kW
130 kW
Capacidade Instalada (UTE / UFV)
27.375 kW /18,14 MWp
625 kW / 2,04 MWp
Consumo de combustível
38.045.338 L
667.278 L
Energia gerada pela UTE sem
contribuição da UFV
136.821 MWh/ano
2.261 MWh/ano
Redução da energia gerada pela UTE
com contribuição da UFV
- 18,8%
- 12,2%
Redução de combustível com a UFV
- 17,6 %
- 10,8 %
Participação da UFV na geração total
18,8 %
12,2 %
Geração perdida da UFV
8,7 %
9,0 %
2.2 Viabilidade técnica
O sistema fotovoltaico é passivo e alimenta apenas a quantidade de energia permitida
(os períodos de controle são otimizados para que não ocorram oscilações na rede). Não
há intervenção no controle da geração a diesel. O gerador diesel enxerga o sistema
fotovoltaico apenas como "carga negativa" verdadeira, reduzindo o consumo de diesel.
A potência máxima de saída do sistema fotovoltaico deve ser controlada de forma
que uma reserva girante suficiente seja mantida sempre nos grupos geradores a fim de
atender às variações na demanda e compensar instantaneamente perda de geração total
da usina devido a uma redução momentânea de geração fotovoltaica, por exemplo, caso
nuvens estejam sombreando momentaneamente o gerador fotovoltaico.
Caso necessário, poderá haver uma redução da potência de saída, limitando-a ao
valor máximo admissível a cada momento. O controle do sistema fotovoltaico é
extremamente rápido.
2.3 Viabilidade econômica
Para a análise de viabilidade econômica, o custo de investimento foi estimado na
base dos valores praticados no mercado brasileiro para usinas fotovoltaicas. Foram
considerados os custos dos materiais e serviços associados, acrescentado do custo de
logística diferenciada relativo ao transporte fluvial dos materiais por 3.000 km em
embarcações menores a partir das cidades de Manaus ou Belém, além dos demais custos
como o desenvolvimento de projeto, aquisição do terreno em localidade remota e obra
civil.
Considerou-se um fluxo de caixa em um horizonte de 25 anos, compatível com a
vida útil dos módulos fotovoltaico para avaliar o retorno dos projetos pós-impostos.
Os resultados do estudo demonstraram que a amortização do investimento do gerador
fotovoltaico é de apenas 6,5 anos para o cenário da Região Norte do Brasil, dado o custo
do combustível na data de realização do estudo (março/2014) a R$2,30 por litro e uma
inflação anual sobre o preço do combustível de 5% ao ano. Assim, dado que vida útil de
5
sistemas fotovoltaicos é de no mínimo 25 anos, chegando a 35 anos apresentando 80%
de sua capacidade inicial, pode-se inferir que um sistema fotovoltaico integrado em um
sistema híbrido poderia gerar um retorno de 5 a 6 vezes o seu investimento ao longo da
sua vida útil. A Tabela 2 seguinte apresenta um resumo das premissas adotadas e
resultados desse estudo.
Tabela 2: Premissas e resultado do estudo econômico-financeiro.
Capacidade Instalada
Participação FV / redução de
consumo de combustível
CAPEX (R$ milhões)
O&M (% CAPEX a.a.)
Custo do combustível (mar/14)
Custo evitado pela geração FV
TIR do acionista pós-imposto
Localidade 1
18,14 MWp
Localidade 2
0,204 MWp
18,8% / 17,6%
12,2 % / 10,8%
127,08
2,50 %
R$ 2,30
R$667,00/ MWh
20,7 %
1,65
1,50 %
R$ 2,30
R$713,00/ MWh
14,6 %
3.Aplicação das turbinas hidro-cinéticas para geração
de eletricidade em comunidades remotas
As turbinas hidrocinéticas podem representar uma importante fonte de geração de
eletricidade no Brasil, principalmente na geração de eletricidade para cargas não
atendidas pela rede elétrica convencional, onde os recursos hídricos locais atendem aos
requisitos de projeto destas turbinas. Dentro deste contexto, a utilização das turbinas
hidrocinéticas no atendimento da demanda elétrica dos sistemas isolados e
principalmente das comunidades ribeirinhas da Amazônia, pode representar a melhor
alternativa tecnológica para produção de eletricidade. Tendo em vista o
amadurecimento tecnológico das turbinas hidrocinéticas no Brasil e o grande potencial
de aplicação deste tipo de tecnologia no programa “Luz para Todos”, a Eletrobras
realizou estudos para identificar localidades com potencial para implantação de turbinas
hidrocinéticas do tipo bulbo e elaboração do projeto de implantação deste tipo de
sistema de geração hidráulica, visando o atendimento da carga de comunidades remotas
do Amazonas.
As turbinas hidrocinéticas podem ser aplicadas tanto em ambiente marinho quanto
em rios e, no caso dos rios, são desenvolvidas para gerar energia elétrica através da
vazão do rio, sem a necessidade da construção de barragens ou de condutos forçados,
sendo composta apenas por um grupo gerador instalado no leito do rio. Diferentes
modelos e aplicações de turbinas hidrocinéticas têm sido verificados em países como
EUA (Johnson, 2010), Suécia (Grabbe, 2009), Austrália (Anyi, 2010) e África do Sul
(Kusakana, 2013). Em (Geraldo, 2003) são elencados os principais desenvolvimentos
realizados no Brasil sobre turbinas hidrocinéticas, destacando que a experiência de
maior sucesso deu-se com o modelo desenvolvido pelo Departamento de Engenharia
Mecânica da Universidade de Brasília (UNB) e aprimorada a partir de projetos de P&D
Aneel desenvolvidos entre a UNB e a Eletronorte, que resultaram na terceira geração
desta turbina (Brasil Junior, 2007).
6
Os estudos para implantação da tecnologia de geração hidrocinética procuraram avaliar as
melhores opções tecnológicas disponíveis no mercado brasileiro e a melhor configuração
para implantação desta tecnologia. Assim, dois modelos de turbinas hidrocinéticas foram
avaliadas, no caso a turbina Geração 3 (G3) da UNB\Eletronorte e a turbina
hidrocinética produzida pela empresa alemã Smart Hydro Power (http://www.smarthydro.de/). A turbina da Smart Hydro Power apresenta potências de geração entre 250 e
5.000 W, gerando com fluxo mínimo do rio de 1,0 m/s e profundidade mínima de 1,8 m
(http://www.smart-hydro.de/pt/produkt/caracteristicas-fluviais.html). Nos estudos e
dimensionamentos realizados neste trabalho, para a turbina G3 trabalhou-se com uma
capacidade de geração unitária igual a 680 W, enquanto para a turbina da Smart Hydro
Power considerou-se uma potência unitária de 2.500 W.
3.1 Seleção das Comunidades Remotas
A seleção das potenciais comunidades remotas para a instalação do sistema de
geração por turbinas hidrocinéticas considerou seguintes critérios:
 Estar nas proximidades de um local onde haja rio com correnteza, cuja
profundidade seja mínima de 2,8 m no pior período sazonal. As características do rio
(sua largura e profundidade) fornecerão dados significativos para o cálculo da
velocidade e vazão;
A identificação de alguns indicadores socioeconômicos, como a quantidade de
escolas, postos de saúde e outros serviços sociais que o município ofereça à
comunidade, que determinarão a prioridade dessa comunidade em ser atendida pelo
sistema de geração.
A topografia e o tipo de relevo da área, para análise da declividade do terreno;
A concentração das moradias, de modo a facilitar a implantação da rede de
distribuição, reduzindo os custos de implantação e manutenção.
Como objeto de estudo, a seleção das comunidades isoladas partiu de dois
municípios do Amazonas, Apuí e São Gabriel da Cachoeira. Os levantamentos no
município de Apuí não foram bem sucedidos. No município de São Gabriel da
Cachoeira foi possível identificar comunidades pouco afetadas pelas enchentes dos rios
locais e com potencial para efetuar os levantamentos com a medição da velocidade e
profundidade do rio. As comunidades de Tunuí e Cumatí, que margeiam os rios Içana e Xié
respectivamente, mostraram-se aptas para a realização do levantamento do potencial
energético dos seus rios. A comunidade de Tunuí possui uma estrutura melhor que a de
Cumatí, e conseqüentemente uma maior demanda por eletricidade. Em Tunuí são verificadas
46 casas, 1 centro comunitário, 2 escolas, 1 posto de saúde e uma capela batista.
A Tabela 3 mostra o resultado das medições efetuadas no Rio Içana e Xié, nos
pontos definidos como prováveis pontos de conexão da geração hidrocinética à rede de
abastecimento de energia elétrica das comunidades de Tunuí e Cumatí, respectivamente.
As medições foram realizadas empregando um molinete fluviométrico, ecobatímetro, GPS
e trena de fibra com 100 metros de comprimento. A velocidade média, dada na última
coluna da Tabela 3, foi calculada mediante a aplicação da equação do molinete (Almeida
Junior, 2010).
7
Tabela 3: Dados da velocidade do rio Xié e Içana em diferentes pontos de medição.
Rio Xié (Cumatí)
DISTÂNCIA
DO PONTO
INICIAL (m)
50,00
57,50
65,00
PROFU
NDIDA
DE (m)
ROTAÇÕES DO
MOLINETE
0,2 h
0,6 h
1h
1,4 h
VELOCIDADE CORRIGIDA PELA
EQUAÇÃO DO MOBILETE (m/s)
ROTAÇÕES (rps)
1,8 h
0,2 h
- 4,00 120 118 140 141 124 4,00
- 5,00 261 241 236 279 0 8,70
- 4,50 230 242 250 0
0 7,67
0,6 h
1h
1,4 h
1,8 h
0,2 h
0,6 h
1h
1,4 h
1,8
3,93 4,67 4,70 4,13 1,09 1,07 1,27 1,28
8,03 7,87 9,30
2,36 2,18 2,13 2,52
8,07 8,33
2,08 2,19 2,26
1,13
Velocid
ade
MÉDIA
1,17
2,30
2,18
Rio Içana (Tunuí)
DISTÂNCI
A DO
PONTO
INICIAL b
(m)
PROFUND
IDADE
(m)
50,00
59,50
68,00
- 4,00
- 5,00
- 4,50
ROTAÇÕES DO
MOLINETE
0,2 h
0,6 h
1h
1,4 h
212 230 231 246
267 229 309 306
360 386 363 368
VELOCIDADE CORRIGIDA PELA
EQUAÇÃO DO MOBILETE (m/s)
ROTAÇÕES (rps)
1,8 h
0,2 h
0,6 h
1h
1,4 h
0
0
0
7,1
8,9
12,0
7,7 7,7 8,2
7,6 10,3 10,2
12,9 12,1 12,3
1,8 h
0,2 h
0,6 h
1h
1,4 h
-
1,9
2,4
3,2
2,1
2,1
3,5
2,1
2,8
3,3
2,2
2,8
1,8
h
Velocid
ade
MÉDIA
2,1
2,5
3,3
A partir dos dados mostrados na Tabela 3, podemos afirmar que ambos os locais
avaliados são apropriados para a instalação de turbinas hidrocinéticas, visto que os
modelos de turbinas utilizadas como parâmetro para o projeto operam com velocidade
do rio mínima de 1,5 m/s.
3.2 Elaboração de projeto para implantação das turbinas hidrocinéticas
O sistema de geração hidrocinético estudado para ser implantado nas comunidades
de Cumatí e Tunuí baseia-se nas curvas de geração de energia elétrica das turbinas
hidrocinéticas Geração 3 e da turbina da Smart Hydro Power. As Figuras 2 e 3 ilustram,
respectivamente, as turbinas hidrocinéticas Geração 3 da UNB\Eletronorte e a turbina
da Smart Hydro Power, com as suas respectivas curvas de geração de potência ativa (P).
Figura 2: Turbina Hidrocinética Geração 3 da UNB\Eletronorte e sua curva de geração.
8
Figura 3: Turbina Hidrocinética da Smart Hydro Power e sua curva de geração.
Na Tabela 4 é apresentada a demanda de energia elétrica das comunidades de Tunuí
e Cumatí, considerando um crescimento da carga em um horizonte de cinco anos, e o
número mínimo de turbinas hidrocinéticas da Geração 3 necessárias para o atendimento
da carga de ambas as comunidades. Para o caso da turbina hidrocinética da Smart Hydro
Power, considerando a “Carga Projeto Referência”, seriam necessárias 12 turbinas para
o atendimento da carga da comunidade de Tunuí e 4 turbinas para a comunidade de
Cumatí.
Tabela 4: Número mínimo de turbinas hidrocinéticas ao longo dos primeiros 5 anos.
Carga Projeto
Referência (24 horas)
Situação após 1º ano
Situação após 2º ano
Situação após 3º ano
Situação após 4º ano
Situação após 5º ano
MWh
0,06322
0,08621
0,10346
0,10863
0,11406
0,11977
Cumatí
N° de Turbinas G3
13
17
20
21
22
23
MWh
0,23003
0,31368
0,37641
0,39523
0,41500
0,43574
Tunuí
N° de Turbinas G3
43
58
69
73
76
80
Apresenta-se como solução para geração hidrocinética, sistemas puramente
hidrocinético e sistema hidrocinético com acumuladores. Dentro deste contexto,
realizou-se um estudo para definição de qual o modelo mais propício para implantação
em ambas as comunidades. No estudo constatou-se que o pico da demanda de
eletricidade ocorre no período das 18h às 22h, com a demanda fora do pico oscilando
em torno de 23,54% da demanda no pico de carga. Com intuito de reduzir os custos
com a implantação de turbinas e maximizar o aproveitamento da energia gerada, sugerese a associação de turbinas hidrocinéticas e acumuladores de energia elétrica. A Tabela
5 ilustra a configuração final do sistema de geração hidrocinética, para as duas
comunidades, considerando a presença de acumuladores de energia e o modelo de
turbina hidrocinética Geração 3 da UNB\ Eletronorte.
9
Tabela 5: Quantidade mínima de turbinas hidrocinéticas ao longo dos primeiros 5 anos,
considerando a presença de acumuladores de energia.
MWh
MWh
N° de
Baterias
N° de
Baterias
Carga Projeto
(Cumatí)
(Tunuí)
Turbinas G3 (220 Ah)
Turbinas G3 (220 Ah)
Referência (24 horas)
Situação após 1º ano
Situação após 2º ano
Situação após 3º ano
Situação após 4º ano
Situação após 5º ano
0,06322
0,08621
0,10346
0,10863
0,11406
0,11977
5
6
8
8
8
9
2
7
5
7
4
7
0,23003
0,31368
0,37641
0,39523
0,41500
0,43574
16
22
26
28
29
30
19
24
31
29
32
36
Os sistemas de geração propostos para as duas comunidades caracterizam-se por
serem sistemas descentralizados com energia renovável e distribuição por Miniredes,
que têm como constituintes principais:
 Um sistema de geração de energia formado por turbinas hidrocinéticas, com
geração em uma tensão de 12 Vcc, em corrente-contínua, para cada turbina.
 Um sistema com acumuladores de energia, constituído por baterias, controladores
e inversores. As baterias são do tipo chumbo-ácida selada, com capacidade mínima
de 220 Ah e devem operar em temperaturas que variam de 25 a 50°C, com tensão
nominal de 12 Vcc e eficiência de 95%. O controlador de carga deve disponibilizar
2,4 kW de potência ao sistema.
 Uma rede elétrica de distribuição em corrente alternada (CA) de baixa tensão
(BT).
Na Figura 4 está ilustrado o diagrama unifilar com o Sistema de Geração e o sistema
de aquisição de dados. O Sistema de Geração deverá ser composto de blocos geradores,
onde cada bloco gerador é composto de 1 (uma) turbina, 1 (um) controlador de carga, 1
(um) banco de baterias dimensionado em função da carga a ser atendida, e
equipamentos para proteção e operação do sistema. Estes blocos geradores deverão ser
interligados em paralelo em um mesmo barramento. Caso haja dificuldades técnicas
para atender o paralelismo dos blocos geradores em um mesmo barramento, poderá ser
instalada uma segunda barra, sem conexão elétrica com a primeira. As características
técnicas das minirredes de atendimento das comunidades de Cumatí e Tunaí estão
ilustradas na Tabela 6. Destaca-se uma maior minirrede para a comunidade de Tunuí em
função da maior estrutura que esta apresenta em relação à comunidade de Cumatí.
Tabela 6: Dados da Minirrede das duas comunidades.
Minirrede
Cumatí
Tunuí
Extensão
(m)
497
1701
N° de Postes
7m
9m
0
20
2
59
Cabos
Chave
ParaAterramentos
(mm2) seccionadora raios
70
6
6
6
95
17
9
9
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Figura 4: Diagrama unifilar do sistema elétrico e do sistema de aquisição de dados da usina.
4. Projetos de Centros Comunitários de Produção (CCP)
para comunidades remotas
Os Centros Comunitários de Produção (CCP) são unidades produtivas comunitárias
para o beneficiamento de produtos tais como farinha de mandioca, produção de leite, de
doces, entre outros que representem uma vocação produtiva já existente na comunidade,
a qual possa ser melhorada em termos de organização, mecanização e beneficiamento,
através do recurso da energia elétrica e por meio do desenvolvimento de parcerias entre
as comunidades, prefeituras, concessionárias de energia e outros agentes. Dentre os
CCP dimensionados pela Eletrobras, os CCPs para o processamento de peixes frescos e
produção de aves serão descritos abaixo.
4.1 Contextualização sobre os Centros Comunitários de Produção
Pesquisas socioeconômicas realizadas nos domicílios beneficiados com o Programa
Luz no Campo, entre os anos de 2000 a 2003, demonstraram que o governo estava
atendendo ao objetivo de universalizar o acesso ao uso da energia aos domicílios
(Eletrobras, 2005). Visando promover também o desenvolvimento econômico e
produtivo das comunidades, foram criados nas mesmas os Centros Comunitários de
Produção. Os primeiros CCPs foram desenvolvidos pelo MME e após, outras
instituições começaram o mesmo trabalho, como a Eletrobras.
Os primeiros CCP´s foram desenvolvidos com a utilização de energia convencional
provida pelas redes de distribuição, em parcerias com as comunidades, prefeituras,
concessionárias entre outros agentes. Para as comunidades remotas, localizadas no
Sistema Isolado, onde ainda não existe a previsão de acesso à energia convencional,
foram realizados estudos para o desenvolvimento de Centros Comunitários com uso de
fontes renováveis da geração de energia. Desta forma, serão abaixo descritos exemplos
de projetos de CCP com geração de eletricidade a partir da fonte solar fotovoltaica e
sistema híbrido solar fotovoltaico/térmico diesel.
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4.2 Centros Comunitários de Produção para o processamento de peixe fresco
O projeto foi desenvolvido para o atendimento de uma unidade de processamento de
peixe fresco, utilizando a tecnologia solar fotovoltaica para a geração de eletricidade. A
concepção da unidade produtiva considerou o suporte necessário para que o produto
seja conservado com gelo durante o transporte até o local de entrega e venda do mesmo,
não se levando em conta o processamento do pescado congelado, pois isso envolveria
uma estrutura de equipamentos mais complexa de se manter e operar em comunidades
de difícil acesso. O processamento do peixe fresco envolve as seguintes etapas:
transporte ao entreposto do pescado; depuração; recepção; seleção e classificação;
evisceração; lavagem; embalagem/pesagem e expedição.
Nos estudos realizados para a concepção da unidade produtiva, fez-se um
levantamento dos equipamentos mais eficientes para serem utilizados no processo
produtivo, resultando na Tabela 7, que mostra a potência e o consumo individual de
cada equipamento.
Tabela 7: Consumo de referência dos equipamentos dimensionados para o CCP.
Equipamento
Produção/capacidade Potência nominal (W) Wh/dia kWh/mês
Máquina de gelo
150 kg/dia
2.700
17.357
521
Congelador
293 litros
315
1.523
46
Motobomba
2000 l/dia
450
1.800
54
Iluminação
10x16 W x 6h/dia
160
960
29
Tomadas diversas
800 W x 2,5 h/dia
800
2.000
60
Total
4.425
23.640
709
A alternativa solar fotovoltaica mostrou-se como a mais adequada para produção de
eletricidade para o processo produtivo do CCP. Foi incluído no sistema de geração um
moto-gerador a diesel, que deverá ser integrado com o fim de proporcionar uma
complementação ao sistema fotovoltaico nos períodos de baixa insolação prolongada ou
nos períodos de demanda elétrica excepcionalmente elevada. Na Figura 5 esta ilustrada
o diagrama do sistema elétrico dimensionado para o CCP para o processamento de
peixe fresco.
Figura 5: Diagrama do sistema de geração para o CCP para processamento de peixe fresco.
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4.3 Centros Comunitários de Produção de Aves
O Centro Comunitário de Produção de aves foi desenvolvido com o intuito de
garantir a segurança alimentar de uma comunidade indígena no interior do Acre, devido
à diminuição da vida animal selvagem em sua reserva. Para o atendimento da carga
elétrica deste CCP foi dimensionado um sistema de geração solar fotovoltaica
considerando uma carga predominantemente noturna e composta por motores elétricos.
Dentre as premissas do estudo, considerou-se para avaliação de potencial energético
do recurso solar (irradiação) pesquisa nos principais bancos de dados meteorológicos.
Foi feita uma análise da demanda elétrica do aviário, composta por equipamentos que
devem entrar em operação diariamente em horário regular e equipamentos com
disponibilidade de operação a qualquer horário do dia, em razão da disponibilidade
energética. A demanda é composta por carga primária e secundária, onde a primeira é
composta pelas cargas essenciais, que devem ser atendidas de imediato, havendo ou não
geração pela fonte renovável, correspondendo à chocadeira, lâmpadas para aquecimento
e para iluminação. A curva de carga adiável é composta pelas cargas que podem ter as
suas entradas adiadas até um limite máximo de tempo, enquanto aguardam o
restabelecimento da geração de energia pela fonte renovável. A carga adiável é
composta por um sistema de abastecimento hidráulico e moenda proporcionada pelo uso
de um DPM (Desintegrador, Moedor, Picador), acoplado a um motor elétrico. O projeto
teve como desafio, garantir a partida segura dos motores que compõem a carga. Na
Tabela 8 é dada a carga total, a carga primária e a adiável, bem como o seu consumo
médio em diferentes horizontes.
Tabela 8: Demanda de energia elétrica por horizonte de tempo e potência máxima do aviário.
Unidade
Carga Total
Carga
Primária
Carga Adiável
kWh diário
8,34
kWh mensal
254
kWh anual
3045
Potência (W)
3021
7,64
232
2789
410
0,70
21
256
2611
O estudo de dimensionamento considerou as características técnicas dos dispositivos
a serem utilizados, como a eficiência e o auto consumo dos módulos, dos inversores,
dos controladores, da bateria, dos dispositivos de proteção e demais componentes da
instalação. Também se avaliou o comportamento do sistema fotovoltaico de geração de
energia elétrica frente a partida dos motores elétricos acoplados ao DPM. Considerando
uma autonomia de atendimento do sistema de até dois dias sem o insumo solar e
obtendo informações por meio de simulações computacionais, foi possível atender à
carga primária, suscetível a pequenas variações. A carga adiável pode ser operada por
um período maior que o dimensionado, desde que a geração pela fonte renovável seja
suficiente para garantir o consumo da carga e a recarga do banco de baterias. A Figura 6
mostra a configuração final do sistema projetado para o CCP do aviário.
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Figura 6: Configuração do sistema para geração de eletricidade do CCP de aves.
4.Conclusão
Este artigo procurou apresentar soluções tecnológicas para geração de eletricidade
nos Sistemas Isolados e em suas comunidades remotas, de forma a atender plenamente
os objetivos de universalização da energia elétrica no Brasil, previstos na Constituição,
e promovendo assim uma maior inserção social dos moradores destas regiões.
Um dos estudos apresentando neste artigo abordou a hibridização da geração térmica
presente nos Sistemas Isolados, pela inserção de energia solar fotovoltaica,
demonstrando-se as características principais e a viabilidade técnica e econômica desse
tipo de projeto. Uma vez que os Sistemas Isolados da Região Norte do Brasil têm uma
perspectiva de permanecer ainda por muito tempo sem o atendimento pelo SIN, isso
representa um mercado potencial para hibridização através de geração fotovoltaica que
poderia vir a ser explorado, da ordem de 500 MWp. Além dos resultados ambientais
esperados com a redução do consumo de óleo diesel pela inserção da FRE, o resultado
econômico será significativo para o país.
As pesquisas realizadas sobre a aplicação das turbinas hidrocinéticas no atendimento
de comunidades remotas do Amazonas mostrou-se também tecnicamente viável. Um
estudo com os custos associados à implantação e operação deste tipo tecnologia também
foi realizado, apesar de não ser descrito neste trabalho, mas conduzem a resultados que
também atestam a viabilidade de implantação deste tipo de geração. Um grande
problema hoje existente com as turbinas hidrocinéticas, esta na ausência de
fornecedores no Brasil deste equipamento. Vale ressaltar que a turbina nacional avaliada
no projeto não é comercializada em escala, podendo ainda ser considerado como um
equipamento cabeça-de-série.
Sobre os projetos dos Centros Comunitários de Produção vale ressaltar que existem
inúmeras comunidades remotas com vocação produtiva a ser explorada através dos
CCP´s nos Sistemas Isolados, podendo resultar em novas modelagens de CCP´s,
utilizando outras fontes renováveis para geração de eletricidade, diferentes da solar
fotovoltaica.
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